- •2 Теоретичні засади вимірювання витрати та кількості природного газу
- •2.1 Властивості природного газу
- •2.2 Методи виміру витрати
- •2.2.1 Витратоміри змінного перепаду тиску
- •2.2.1.1 Загальна характеристика
- •2.2.1.2 Залежність між витратою і перепадом тиску у звужувальних пристроїв
- •2.2.1.3 Стандартні звужувальні пристрої
- •2.2.1.4 Витратомірні труби
- •2.2.1.5 Витратомірні труби з особливо малою втратою тиску
- •Здвоєне сопло Вентурі
- •2.2.1.6 Витратомірні труби особливого профілю
- •2.2.2 Алгоритм розрахунку витрати газу методом змінного перепаду тиску
- •2.2.2.1 Теоретичне обґрунтування виводу рівняння розрахунку витрати природного газу
- •2.2.2.2 Корекція (уточнення) рівняння витрати газу
- •2.2.2.3 Види рівнянь витрати
- •2.2.2.4 Коефіцієнт витрати діафрагм, його складові
- •2.2.2.5 Коригувальні множники, використовувані в розрахунку витрати
- •2.2.3 Тахометричні витратоміри
- •2.2.3.1 Загальна характеристика
- •2.2.4 Ультразвукові витратоміри
- •2.2.4.1 Загальна характеристика
- •2.2.4.2 Теоретичні засади методу вимірювання
- •2.2.4.3 Принцип дії і різновиди витратомірів з коливаннями, спрямованими за потоком і проти нього
- •2.2.5 Інші методи
- •2.2.5.1 Вихрові витратоміри
- •2.2.5.2 Витратоміри обтікання
- •2.2.5.3 Силові витратоміри
- •2.2.5.4 Теплові витратоміри
- •2.2.5.5 Оптичні витратоміри
- •2.2.5.6 Іонізаційні витратоміри
- •2.2.5.7 Позначкові витратоміри
- •2.2.5.8 Концентраційні витратоміри
- •2.2.5.9 Парціальні витратоміри
- •2.3 Вимірювальні трубопроводи
- •2.3.1 Вимоги до вимірювальних трубопроводів
- •2.3.2 Типи струминовипрямлячів
- •2.3.3 Вимоги до монтажу та обв’язки
2 Теоретичні засади вимірювання витрати та кількості природного газу
2.1 Властивості природного газу
Природний газ це газова суміш, компонентами якої є переважно граничні вуглеводні (СnН2n+2), азот, двооксид вуглецю та сірководень.
Природний газ, який транспортується газопроводами, може відрізнятись за своїм складом залежно від походження:
природний газ, який видобувають із надр, окрім вуглеводнів містить водяну пару, воду в рідинному стані, двооксид вуглецю, сірководень, азот, гелій тощо. Наявність сірководня, води та великої кількості двооксиду вуглецю в газі є небажаною, бо вони викликають корозію обладнання газотранспортної системи. Тому природний газ перед транспортуванням піддають осушуванню та очищенню;
природний газ із газоконденсатних родовищ або супутній нафтовий газ перед транспортуванням, який підлягає переробленню з метою відокремлення від вищих вуглеводнів (як звичайно називають, нестабільного бензину);
промислові гази (гази нафтопереробки) це гази, розчинені в нафті, а також гази, створювані під час деструктивного перероблення нафти.
Компонентний склад природного газу звичайно визначають у об’ємних або молярних частках.
Для природного газу, який транспортують трубопроводами, характерним є такий компонентний склад, виражений в об’ємних частках (відповідно до ISO 12213-1:1997 та ГОСТ 30319.0-96):
0,6,<метан<1,0
0,00<етан<0,12
0,00<пропан<0,06
0,00<бутани<0,04
0,00<пентани<0,04
0,00<азот<0,16
0,00<двооксид вуглецю<0,16
0,00<сірководень<0,01
0,000<гелій<0,002
інших компонентів у сумі<0,002.
У неперероблених газах уміст сірководню може бути до 0,30 об’ємних часток.
За вимогами ГОСТ 5542-87, у газі, призначеному для промислового та комунально-побутового використання, наявність деяких речовин не повинна перевищувати:
масова концентрація сірководня, г/м3 0,02;
масова концентрація меркаптанової сірки, г/м3 0,036;
об’ємна доля кисню, % 1,0;
маса механічних домішок у 1 м 3, г 0,001.
Точка роси вологи повинна бути нижче температури газу.
За ГОСТ 5542-87 наявність у газі рідкої фази води та вуглеводнів не дозволяється.
Концентраційні границі спалахування природного газу (за метаном) у суміші з повітрям від 5 % (нижча границя) до 15 % (верхня границя).
Основними фізико-хімічними параметрами природного газу є:
густина за стандартних умов;
критичний тиск такий тиск, вище якого не можна випарити рідину при будь-якому підвищенні температури;
критична температура така температура, вище якої при будь-якому тиску не можна сконденсувати пару (перевести в рідкий стан);
молярна маса;
в’язкість (динамічна і кінематична);
молярний об’єм;
питома газова стала тощо.
Дані про фізико-хімічні параметри деяких компонентів природного газу наведено в таблиці 2.1.
Таблиця 2.1
Найменування компоненту |
Хімічна формула |
Молярна маса Мі, кг/кмоль |
Густинасі, кг/м3 |
Критична температура Ткі, К |
Критичний тиск ркі, МПа |
Темпера-тура кипіння за р=с,Ткп, К |
Метан |
СН4 |
16,034 |
0,6682 |
190,555 |
4,5988 |
111,65 |
Етан |
С2Н6 |
30,070 |
1,2601 |
305,83 |
4,880 |
184,55 |
Пропан |
С3Н8 |
44,097 |
1,8641 |
369,82 |
4,250 |
231,05 |
н-Бутан |
н-С4Н10 |
58,123 |
2,4956 |
425,14 |
3,784 |
272,67 |
и-Бутан |
и-С4Н10 |
58,123 |
2,488 |
408,13 |
3,648 |
261,42 |
н-Пентан |
н-С5Н12 |
72,150 |
3,174 |
469,69 |
3,364 |
309,19 |
и-Пентан |
и-С5Н12 |
72,150 |
3,147 |
460,39 |
3,381 |
301,02 |
н-Гексан |
н-С6Н14 |
86,177 |
3,898 |
506,4 |
3,030 |
341,89 |
Ацетилен |
С2Н2 |
26,038 |
1,090 |
308,33 |
6,139 |
189,15 |
Етилен |
С2Н4 |
28,054 |
1,1733 |
282,35 |
5,042 |
169,44 |
Пропилен |
С3Н6 |
42,081 |
1,776 |
364,85 |
4,601 |
225,45 |
Водень |
Н2 |
2,0159 |
0,08375 |
33,2 |
1,297 |
20,35 |
Водяна пара |
Н2О |
18,0153 |
0,787 |
647,14 |
22,064 |
373,15 |
Сірководень |
Н2S |
34,082 |
1,4311 |
373,2 |
8,940 |
212,85 |
Метилмеркаптан |
СН4S |
48,109 |
2,045 |
470,0 |
7,230 |
279,10 |
Двооксид сірки |
SО2 |
64,065 |
2,718 |
430,8 |
7,884 |
263,15 |
Гелій |
Не |
4,0026 |
0,16631 |
5,19 |
0,227 |
4,21 |
Моноксид вуглецю |
CO |
28,010 |
1,1649 |
132,85 |
3,494 |
81,65 |
Азот |
N2 |
28,135 |
1,16490 |
126,2 |
3,390 |
77,35 |
Повітря |
|
28,9626 |
1,20445 |
|
|
78,85 |
Кисень |
О2 |
31,9988 |
1,33116 |
154,58 |
5,043 |
90,19 |
Двооксид вуглецю |
СО2 |
44,010 |
1,8393 |
304,20 |
7,386 |
194,65 |
У розрахунках для визначення витрати газу використовують такі фізико-хімічні параметри газового потоку:
абсолютний тиск р;
абсолютна температура Т;
густина за стандартних умов с;
коефіцієнт стисливості (зведена стисливість) К;
показник адіабати .
Для обчислення теплоти згоряння газу необхідно визначити питому об’ємну теплоту згоряння (теплотворну здатність) газу: вищу Нс.в. та нижчу Нс.н..
Теплотворну здатність компонентів природного газу та продуктів його перероблення в ідеально газовому стані наведено в таблиці 2.2
Таблиця 2.2
Найменування газу |
Хімічна формула |
Теплота згоряння Ниі, МДж/м3 |
|
вища |
нижча |
||
Метан |
СН4 |
37,04 |
33,37 |
Етан |
С2Н6 |
64,91 |
59,39 |
Пропан |
С3Н8 |
92,29 |
84,94 |
н-Бутан |
н-С4Н10 |
119,7 |
110,5 |
и-Бутан |
и-С4Н10 |
119,3 |
110,1 |
н-Пентан |
н-С5Н12 |
147,0 |
136,0 |
и-Пентан |
и-С5Н12 |
146,8 |
135,7 |
н-Гексан |
н-С6Н14 |
174,5 |
161,6 |
н-Гептан |
н-С7Н16 |
201,8 |
187,1 |
н-Октан |
н-С8Н18 |
229,2 |
212,7 |
Ацетилен |
С2Н2 |
54,09 |
52,25 |
Етилен |
С2Н4 |
58,68 |
55,01 |
Пропилен |
С3Н6 |
85,58 |
80,07 |
Бензол |
С6Н6 |
137,3 |
131,8 |
Толуол |
С7Н8 |
164,2 |
156,8 |
Моноксид вуглецю |
СО |
11,76 |
11,76 |
Водень |
Н2 |
11,89 |
10,05 |
Сірководень |
Н2S |
23,37 |
21,53 |
Аміак |
NH3 |
15,93 |
13,17 |
Метилмеркаптан |
СН4S |
51,54 |
47,86 |